Последовательность расчета параметров пен при вызове притока на депрессии презентация

из продуктивного пласта в условиях депрессии п.453 – Параметры при вызове притока: Рпл> Рз + Р доп. (1) Рпл – пластовое давление; Рз – забойное давление; Рдоп. – дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений, при перемещении жидкости или газа к забою скважины. Эти сопротивления создаются природными и искусственными причинами, возникающими в процессе бурения – загрязнение призабойной части пласта. Если в скважине есть столб жидкости плотностью ρ и высотой Н, то это неравенство (1) можно записать в виде: Рпл > ρgH + Pдоп . (2) В идеале Рпл – параметр остающийся без изменения в процессе освоения скважины. Поэтому, чтобы удовлетворить неравенство (2) могут изменяться параметры ρ, Н, Рдоп.

Слайд

прочности цементной оболочки:

ΔР ≤ Рпл – (Рпл' – ah) (3)
где: Рпл – давление в продуктивном пласте;
Рпл' – давление в водоносном горизонте либо в водно-нефтяном контакте (ВНК);
h – высота цементной оболочки между водоносным горизонтом или ВНК и наиболее близким перфорационным каналом;
а – допустимый градиент давления на цементную оболочку за обсадной колонной
а ≤ 2,5 МПа/м

Слайд 2

при соотношении:
Р ≤ σсж/2 – k(Pгд – Рпл) (4)
где: σсж – предел прочности породы на сжатие с учетом ее изменения при насыщении фильтратом бурового раствора;
Pгд – вертикальное горное давление;
K – коэффициент бокового распора (λ=μ/1-μ);
Горное давление определяется средней (средневзвешенной) плотностью верхних пород ρср с учетом жидкости содержащиеся в них и глубиной залегания пласта:
Pгд = g ρср H * 10-6, МПа (5)
если g м/c2
ρср кг/м3 , ρср = (2300-2500) кг/м3 коэффициент бокового распора
λ=K= ν/1- ν (6)
(Вызов притока из пласта в условиях депрессии)
Значения модуля упругости Е и коэффициента Пуассона (ν) для горных пород

Слайд 3

коллекторов) определяется по формуле:
ΔР≤δЕ/4L(1- ν2), МПа (7)
Где: δ – раскрытие трещин, м.
L – длина трещины, м.
Е – модуль упругости породы пласта, МПа.

Слайд 4

преодоления сопротивления движению жидкости в призабойной части пласта (Рдоп):
ΔР≤Рдоп (8)
Принимают, что дополнительное давление:
Рдол = 2-5 МПа
7) Чтобы предотвратить выделение газа призабойной части пласта и его прорыв в ствол скважины, депрессию ΔР ограничивают условием
ΔР = Рпл – 0,6 Рнас.г. (9)
При обводнении флюида более 3%, а для остальных случаев
ΔР = Рпл – Рнас.г. (10)
Где: Рнас.г. – давление насыщения нефти газом
Известно около 20 технологических процессов вызова притока из пласта
Основные из них:
- вызов притока путем замещения жидкости в эксплуатационной колонне;
- вызов притока из пласта при помощи воздушной подушки (закачивается газ);
- вызов притока из пласта с помощью пусковых клапанов;
- вызов притока с помощью струйных аппаратов

Слайд 5

в скважину, базируются на трех способах снижения противодавления на пласт:
Уменьшение плотности жидкости, заполняющей скважину;
Снижение уровня жидкости в скважине. (Например если после воздействия на пласт, например ГРП, проницаемость пласта увеличивается, жидкость из скважины уходит в пласт – уровень снижается – вызывается приток на депрессии).
Снижение забойного давления после предварительного воздействия на продуктивные пласты.
Приток флюида из пласта начинается в том случае, если давление столба жидкости в скважине (эксплуатационной колонне) становится меньше пластового, т.е. при создании депрессии на пласт.

Слайд 6

– за счет поршневания, свабирования
- замена на легкую жидкость т.е. жидкость в эксплуатационной колонне заменяют на более легкую;
- погружными насосами – за счет снижения уровня в колонне вызывается приток
- освоение с применением газообразных агентов.

Слайд 7

ее плотности и снижение противодавления на пласт – способ 1.
При вызове притока этим способом жидкость большей плотности в эксплуатационной колонне замещается на жидкость меньшей плотностью. Для этого:
- спускают НКТ до уровня перфорационнх отверстий;
- затрубное (между эксплуатационной колонной и НКТ) падают жидкость (или ГЖС) меньшей плотности, вытесняя в НКТ раствор с большей плотностью;
- при попадании жидкости с меньшей плотностью в НКТ начинает снижаться забойное давление, и когда оно становится меньше пластового т.е. создается депрессия на пласт, начинается приток флюида из пласта;
- если продуктивный горизонт сложен трещиноватыми породами, то замещение жидкости в скважине ведут в несколько этапов, причем плотность жидкости замещения на каждом последующем этапе меньше, чем на предыдущем.

Слайд 9

меньшей плотностью ρл.ж. достигнет забоя:

При этом: Руст.= ρт.ж.*gH - ρл.ж.*gH + ΔРзп + ΔРк
Максимальное давление на устье скважины отвечает моменту времени, когда жидкость с меньшей плотностью ρл.ж. достигнет забоя:
Руст.=( ρт.ж. - ρл.ж. ) gH + ΔРзп + ΔРк (11)
Где: ρт.ж в НКТ и ρл.ж. между эксплуатационной колонной и НКТ – плотность тяжелой и легкой жидкости соответственно;
Н – длина колонны труб НКТ
ΔРзп и ΔРк – потери давлений в затрубном пространстве и в колонне труб (НКТ);

колонны. Это учитывают при определенной производительности насосных агрегатов, так как потери давления ΔРзп и ΔРк зависят от расхода жидкости в системе циркуляции.

Значение пластового давления (Pпл) сравняется с величиной давления на забое при определенном соотношении высоты столбов тяжелой и легкой жидкостей в колонне:

Рпл=[ρ.жл∙hл.ж+(hпл-hл.ж)ρт.ж]g+∆Рз.п+∆Рк (12)

Слайд 10